天然氣發電在我國能源轉型中的作用及發展建議

陳 蕊 朱博騏 段天宇

中國石油集團經濟技術研究院

0 引言

經過十多年的發展，2019年我國天然氣發電（以下簡稱氣電）裝機容量達9 022×104kW，但氣電在我國電源結構中占比僅為4.5%，發電量占比僅3.2%，與全球氣電發電量占比23%的水平相差甚遠。當前，全球能源轉型是大勢所趨，與燃煤發電相比，天然氣發電具有清潔性、高效性、低碳性、靈活性等方面的顯著優勢，有助于實現《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》提出的構建清潔低碳、安全高效的能源體系，順應人們對綠色低碳美好生活的向往。

受政策、氣源穩定性和氣電成本等因素影響，我國氣電產業很難實現電力發展“十三五”規劃提出的1.1×108kW的裝機容量目標。隨著國內外天然氣市場形勢的變化及我國天然氣市場化改革的深入推進，未來形勢正朝著有利于氣電規模化的方向發展。

在此背景下，有必要客觀分析氣電在我國能源轉型中的作用，分析制約我國氣電發展的主要因素，為推動我國氣電產業健康發展建言獻策。

1 天然氣發電在我國能源轉型中的作用

從全球一次能源消費演變歷程看，總體呈現由高污染到清潔、由高碳到低碳的發展趨勢。1965—2018年，煤炭在全球一次能源消費結構中的占比由38%下降至27%，而同期天然氣占比增長約10%，在2018年達到24%[1]。據BP能源展望，到2040年，天然氣將是唯一在一次能源消費結構中占比提升的化石能源[2]。我國當前一次能源消費結構中煤炭占比仍接近60%，天然氣僅占8.3%[3]，距世界平均水平仍有很大差距。

1.1 氣電環保優勢突出，是改善我國大氣環境質量的重要途徑

近幾年，我國大氣污染治理工作取得顯著成效，但仍有超過64%的城市空氣質量超標。特別是2020年我國新冠肺炎疫情最為嚴重的時期，在工業、交通等社會活動處于較低水平的情況下，京津冀及周邊地區仍持續出現大范圍重度污染霧霾天氣，說明我國大氣污染物排放量仍顯著高于環境容量，僅靠控制燃煤排放措施還不能達到霧霾治理的要求。只有進一步嚴格排放標準，降低污染物排放總量，才能從根本上杜絕霧霾天氣、滿足人民對藍天白云的向往。

已有學者研究了超低排放燃煤電廠與燃氣電廠污染物排放的差異[4-6]，結果顯示，目前我國超低排放燃煤發電的煙塵、SO2的實際排放濃度仍顯著高于氣電。根據實測數據，超低排放燃煤機組的平均煙塵排放濃度是燃氣機組的1.8～2.4倍，SO2排放濃度是燃氣機組的7～19倍[4]；深圳、北京等地的燃氣電廠通過實施脫硝改造，NOx排放水平可穩定控制在15 mg/m3以下[5]，較之超低排放燃煤電廠平均排放濃度低約50%。除常規污染物外，超低排放燃煤發電還存在SO3等可凝結顆粒物與汞等重金屬排放、粉煤灰的處置與利用、脫硫過程產生的大量脫硫石膏的處置與利用、脫硫廢水排放等問題，都存在對生態環境甚至人身健康產生負面影響的風險[7-8]。因此，氣電仍是最為清潔的火電電源。

1.2 氣電是碳排放水平最低的火電電源，發展氣電有助于我國實現碳控制目標

據《BP世界能源統計年鑒》，2018年我國化石能源燃燒產生的CO2排放量約94×108t，超過全球總排放量的1/4[1]，人均排放量也已超過世界人均水平。我國是全球生態文明建設的重要參與者、貢獻者、引領者，是堅持和平發展道路，推動構建人類命運共同體的重要組成部分。我國已加入《巴黎協定》，以“自主貢獻”的方式參與全球應對氣候變化行動，提出到2030年CO2排放量達到峰值的目標，并爭取提早達到排放峰值；相比2005年，單位國內生產總值CO2排放量下降60%等目標，這是必須完成的硬約束指標。2019年我國電力行業耗煤量約22.9×108t，占煤炭消費總量的58%左右，電力行業碳排放量約占我國碳排放總量的40%[9]。典型燃煤電廠、燃氣電廠度電CO2排放量分別為798、411 g/（kW·h），燃氣電廠較燃煤電廠減排約50%。因此，提升氣電在我國火電中的占比可有效降低火電產業的碳排放總量，有助于我國實現碳控制目標。

1.3 發展氣電對于促進我國天然氣工業發展，優化能源結構意義重大

2019年，天然氣在我國一次能源消費結構中占比約8.3%，遠低于全球平均水平（24%），與美國（31%）、英國（35%）、日本（22%）等也有較大差距[1]。從發達國家天然氣產業的發展規律看，隨著城鎮化進程基本結束以及天然氣市場進入成熟期，天然氣利用主要靠發電推動。目前，美國、英國、日本的發電用氣量在其天然氣消費結構中占比分別為36%、31%、69%，全球平均約為39%[1]，而我國2019年約為18%[3]。國家發展和改革委員會（以下簡稱發改委）等23個部委聯合發布的《加快推進天然氣利用的意見》明確提出要將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一。中長期看，要實現《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》提出的到2030年天然氣占一次能源消費比重15%的目標[10]，氣電規模化發展至關重要。

1.4 氣電靈活性突出，是促進可再生能源發展的重要手段

隨著我國風電、太陽能發電的快速發展，其在我國電力供應結構中的占比顯著增加，而這些電源具有間歇性、隨機性、反調峰的特性，其大規模并網將給我國電網的安全穩定運行帶來巨大的挑戰。

提高電力系統中靈活性電源的比例，提升電源側跟隨可再生能源電源出力變化快速調節負荷的能力，是有效承接未來高比例可再生能源的前提。當前，我國抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源比重僅為6%，電力系統調節能力嚴重不足。風電、光伏發電富集的“三北”地區，電源調度靈活性更低，煤電裝機比重超過70%，靈活調節電源占比不足4%[11]。而國外主要可再生能源比例較高的國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調節電源占總裝機比例分別達31%、19%、47%。

燃氣輪機（以下簡稱燃機）調峰能力強、調峰速度快、受限制條件少，是理想的靈活性電源。單循環燃機機組調峰能力可達100%，聯合循環機組調峰能力可介于70%～100%。此外，燃機是靠直接調節燃料來調節負荷，響應非常快，有快速的升降負荷能力[12]。抽水蓄能運行靈活、反應快速，是最為優質的調峰電源，但受站址資源的約束，發展潛力有限，預計2035年裝機容量僅1.0×108～1.2×108kW[13]。電化學儲能正處于從項目示范向商業化初期過渡的階段，其成本仍很高，尚不能長時間調峰，發展前景不明朗。煤電通過靈活性改造可以一定程度提升調節能力，但調峰能力、性能遠不及燃機，而且深度調峰可能對機組運行安全性、環保性、經濟性產生影響。綜上所述，氣電是調峰調頻性能突出、可靠性高、可規模發展的調峰電源，是未來電力系統調峰的主要選擇。

2 我國氣電產業發展現狀與存在問題

2.1 產業發展現狀

2.1.1 氣電裝機容量穩步提升，但占比較低，裝機利用小時數低

21世紀以來，我國天然氣發電裝機穩步提升。截至2019年底，我國氣電裝機容量達9 022×104kW（圖1），約占全國電力總裝機容量的4.5%[14]。隨著氣電裝機容量的增加，燃氣發電量逐年提升，2010—2019年由777×108kW·h增至2 380×108kW·h，但占我國總發電量的比例仍然較低，2010—2019年，發電量占比僅由1.9%小幅升至3.2%。近幾年，受全國電力供需整體寬松、氣電成本相對較高等因素影響，氣電裝機利用小時數基本低于2 700 h，而同期煤電利用小時數保持在4 000 h以上。

圖1 我國2006—2019氣電裝機容量及其占比圖

2.1.2 氣電裝機地域分布不均衡，主要集中在環渤海及東南沿海地區

受資源、天然氣管線建設以及經濟發展水平的限制，我國氣電產業發展很不均衡，主要集中在長三角、珠三角和京津地區。廣東、江蘇、浙江、上海是我國燃氣電廠最為密集的地區，裝機容量全國占比約60%，裝機類型包括燃氣調峰發電機組和供工業熱負荷的燃氣熱電聯產。隨著北方地區清潔取暖、煤改氣的推進，京津地區氣電裝機容量呈快速上升勢頭，形成了北京四大熱電中心等一批冬季供暖的燃氣熱電聯產機組，裝機容量全國占比約15%。

2.1.3 氣電投資主體眾多且多為國企

我國燃氣電廠投資主體主要包括國有大型發電企業、地方國有能源企業、國有油氣企業等。為便于借助各自的優勢，實現優勢互補，燃氣電廠大多為合資建設。民營企業在我國氣電產業中參與相對較少。華電集團的氣電裝機容量為全國之首，2019年超過1 600×104kW，在建400×104kW，主要集中在長三角地區，近期也加大了在廣東的發展力度。華能集團也是氣電布局較多的電力企業之一，主要布局在長三角和北方省份。此外，中海油是最早介入氣電業務的天然氣供應商，其主要利用海上天然氣資源和進口LNG在沿海地區發展氣電，目前已在廣東、福建、海南建成運營6個電廠，發電總裝機規模達708×104kW，在建138×104kW。

2.2 產業發展存在的問題

2019年，我國天然氣發電量占比3.2%，遠低于全球平均水平（23%），顯著低于美國（38%）、日本（36.8%）、韓國（27%）、德國（13%）等。氣電裝機容量距離“電力發展‘十三五’規劃”提出的1.1×108kW的目標仍有明顯差距，主要有以下原因。

2.2.1 政策層面缺乏對氣電統一明確的定位

當前我國各領域對氣電產業的政策態度并不完全一致。電力政策方面，《電力發展“十三五”規劃》提出“有序發展天然氣發電，大力推進分布式氣電建設”，并為氣電設定了2020年1.1×108kW的裝機目標[15]；天然氣政策方面，發改委等于2017年6月印發的《加快推進天然氣利用的意見》提出要實施氣電工程，鼓勵發展天然氣調峰電站、有序發展天然氣熱電聯產[16]；《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017—2021年）》提出要因地制宜適度發展天然氣熱電聯產，對于環保不達標、改造難度大的既有燃煤熱電聯產機組，優先實施燃氣熱電聯產替代升級[17]；環保政策方面，從2013年《大氣污染防治行動計劃》到2018年《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》，都指出應有序發展天然氣調峰電站等可中斷用戶，原則上不再新建天然氣熱電聯產[18-19]。

總體來看，當前僅有天然氣利用政策明確了應鼓勵、積極發展氣電，天然氣熱電聯產應在北方清潔取暖行動中發揮重要作用。出于對天然氣供應穩定性等方面的顧慮，電力行業對氣電的定位是“有序發展”，而國家環保政策甚至提出“原則上不再新建天然氣熱電聯產”，部分地區也據此制定了相應的行動計劃，這給環保優勢突出的氣電產業發展蒙上了一層陰影。

2.2.2 燃料成本較高

我國當前各地區的發電用氣價格是在各省天然氣基準門站價格基礎上再加上區域管網輸配費形成。當前，東部沿海及京津地區發電用氣價格大致在2.1～2.5元/m3，部分地區施行采暖季價格上浮，在天然氣銷售淡季，部分供氣商也會實施降價促銷。總體來看，在當前氣價水平下，我國典型地區燃氣電廠的發電成本介于0.55～0.60元/（kW·h），其中，燃料成本占比70%～75%。與其他類型的電源特別是煤電相比，氣電的上網電價相對較高（圖2），以上海地區為例，上海氣電上網電價（電量電價）較煤電基準價高出6～9分/（kW·h）。

圖2 我國各類型電源上網電價比較圖

值得注意的是，實施電廠用氣直供的江蘇地區，其氣電上網電價相對其他非直供地區更低（表1）。特別是蘇、浙、滬、粵4地的天然氣基準門站價格相差不過1～2分錢，但江蘇氣電廠由上游供氣企業直供天然氣，其發電氣價只需在門站價格基礎上加較短距離的管輸費，有效降低了電廠用氣成本。

2.2.3 氣電的環保價值、調峰價值尚未得到有效補償

國家發展改革委于2014年12月出臺的《關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》，是目前唯一一份從國家層面對氣電上網電價給予規范的文件。總體意見是：除分布式能源外，氣電上網電價基本是參考當地燃煤發電上網標桿電價，具體電價水平由省級價格管理部門制定；當天然氣價格出現較大變化時，應及時調整氣電上網電價，但最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格即0.35元/（kW·h），氣電的環保價值和調峰價值尚難以體現。氣電價格矛盾主要靠地方財政支持等進行疏導。總體來看，我國氣電能夠達到目前

9 022×104kW的裝機水平，地方政府起到了重要的推動和支持作用。但隨著氣電規模擴大，地方政府財政支持能力有限，氣、電價格雖然保持聯動，但氣電的利潤空間、利用小時都呈逐漸收窄的趨勢。近幾年，燃機分布最為密集的長三角地區，都先后開始執行氣電兩部制上網電價，進一步限制了氣電特別是燃氣熱電聯產的裝機利用率，部分地區氣電廠商會向燃煤機組轉讓發電指標，這不符合我國以氣代煤的發展路線。全球范圍內，日本、歐洲等高比例進口天然氣的地區，是通過價格機制設計保障氣電的發展及相對煤電的競爭力。如日本的氣電價格每月隨LNG原料價格波動調整，其產業省參照調價機制對電力公司調價申報實施審核，使得氣電成本可通過電價疏導。德國電力交易系統中的短期電力交易價格可以反映短期電力供需關系，在早、晚高峰時段價格較高，高于靈活的燃氣電廠的邊際成本，燃氣電廠運營商可以在短期市場上獲取收益，從而提升了對靈活性電源投資的積極性。此外，歐洲近兩年較高的碳市場水平提升了氣電相對煤電的經濟性。2018年以來，歐洲碳交易價格顯著回升，保持在約20歐元/t。碳交易價格的提升拉動天然氣替代煤炭的“氣價區間”顯著提升[20]。

表1 我國典型地區天然氣基準門站價格及氣電上網電價表

2.2.4 氣源保障程度不高造成投資方的顧慮

燃氣電廠長期以來承擔了冬季為氣網保供的責任，投資方對氣源供應穩定性始終存有顧慮，而近兩年我國天然氣的對外依存度快速上升、“氣荒”事件等進一步加重了電力企業對供應風險的擔憂。

2.2.5 燃機核心技術受制于人，進一步抬高了氣電成本

雖然當前國內三大動力集團已與國際燃機供應商組成聯合體共同生產燃氣輪機，國產化率超過70%，但仍不具備關鍵部件、配件制造技術及檢修、維護能力。國內燃機的調試、檢修、維護等工作幾乎全部由國外燃機制造企業完成，國內燃氣電廠大部分依托制造廠家以服務協議模式管理燃機設備，費用高昂。

3 我國中長期氣電產業發展展望

3.1 有利于我國氣電產業發展的積極因素正在顯現

3.1.1 我國天然氣發電成本進入下行通道

天然氣價格方面。當前全球天然氣市場供需形勢整體寬松，2019年以來全球主要市場天然氣價格呈下行趨勢（圖3），2019年東北亞LNG現貨均價5.98美元/MMBtu（1 MMBtu＝1.055 GJ），2014年這一價格為14.89美元/MMBtu。2020年以來，受供需面持續寬松、新冠疫情及國際油價暴跌等因素影響，國際氣價深度下跌，東北亞LNG現貨均價跌至2美元/MMBtu以下。我國已簽在履的天然氣進口合約大多與油價掛鉤，2020年以來國際油價呈現大幅下跌，預計中長期隨著能源效率提升、替代能源和電氣化發展，石油需求量增速將進一步放緩，供需相對寬松，國際油價運行中樞將總體下移，進口氣價隨之下行。此外，近兩年新簽的與油價掛鉤的天然氣進口合同斜率較以往降低，且定價方式更為多元、合約靈活性顯著增強，將進一步提高我國天然氣進口的保障性。

燃氣機組國產化經過十多年的努力，已取得了顯著的進展。哈爾濱汽輪機廠有限責任公司與俄羅斯彼爾姆公司合作研發、引進了性能先進的中小型燃機生產許可證，形成10～40 MW系列燃氣輪機批量化的本體制造和成套供應能力。2019年5月，東方電氣自主研發的國內首臺F級50 MW重型燃機點火成功，其已經具備了重型燃機的設計能力、制造能力、實驗驗證能力與運維能力。國家重大科技基礎設施項目“高效低碳燃氣輪機試驗裝置”初步設計于2019年7月通過評審，燃燒試驗臺改造與配套工程正式開工。該試驗裝置將填補我國大功率燃氣輪機試驗裝置的空白，為燃氣輪機重大基礎研究、關鍵技術滾動研發和產業自主化及科學家、工程師成長提供重大、關鍵性的一流開放平臺。2019年8月，我國300 MW級F級重型燃機透平第一級動葉首件制造通過鑒定，標志著我國在核心熱端部件自主化道路上又邁出堅實的一步，為透平第一級動葉定型設計及批量化生產制造打下了堅實基礎。2019年9月，國家能源局印發《關于將華能南通電廠燃氣輪機發電項目等24個項目列入第一批燃氣輪機創新發展示范項目的復函》，就22個燃氣輪機型號和2個運維服務項目開展示范，涵蓋哈電集團、東方電氣、上海電氣、中國航發、中國船舶等國內主要燃氣輪機研制單位的重型燃氣輪機和系列中小微型燃氣輪機。示范項目開展重型燃氣輪機調峰發電、中小型燃氣輪機分布式能源、海洋平臺用燃氣輪機以及燃氣輪機運維服務技術的示范應用，并力爭在2022年前完成技術裝備攻關和項目建設。依托該批示范項目，我國燃氣輪機產業長期以來依賴進口的關鍵核心技術將逐步實現國產化。同時，重型燃氣輪機透平、燃燒室等高溫部件制造技術將取得突破，F級燃氣輪機國產化率預期可望達到90%，首次引進技術的H級燃氣輪機國產化率預期可望達到50%；中小型燃氣輪機將基本實現自主化制造[21]。

3.1.2 我國天然氣供應保障能力顯著改善，未來將進一步提升

2018年，國務院下發了《關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》[22]，明確提出加強產供儲銷體系建設，促進天然氣供需動態平衡。近兩年，我國國產天然氣生產提速、儲氣調峰能力持續提升、進口多元化程度顯著提升、基礎設施互聯互通程度顯著增強。總體來看，氣源供應穩定性短板已顯著改善。

此外，隨著國家石油天然氣管網集團有限公司成立，我國天然氣市場正面臨重塑。市場運行模式將從產運銷一體化轉變為“X＋1＋X”模式[23]，上游供氣主體多元、下游銷售市場充分競爭，新的商業模式也將成為常態。多元化、市場化的供氣主體一方面有利于進一步提升供應保障能力，另一方面充分競爭的供氣市場也將進一步降低天然氣價格，利好下游用戶。此外，電力企業也可以通過自采、代采等模式優化氣源成本。

綜上，未來天然氣穩定供應問題已不成為制約我國氣電發展的瓶頸，同時在國際天然氣供需整體寬松、國際油氣價格低位運行、國內天然氣市場化改革快速推進的情況下，我國氣電成本進入下降通道。這些都顯著利好我國氣電產業的發展。

3.2 我國氣電產業發展前景可期

3.2.1 先天優勢帶動氣電產業多元化、多能互補發展

天然氣發電具有清潔、低碳、靈活、高效等多維綜合優勢，在替代散煤、替代環保治理重點地區煤電、滿足增量電力及熱力需求、作為靈活調節電源、與可再生能源融合發展等方面均具有較好的應用前景，主要體現在以下方面。

氣電在滿足增量電力、熱力需求，替代煤電、散煤等方面有較大潛力。據國網能源研究院預計，2030、2050年中國電力需求量將在當前基礎上分別增長約50%、85%[13]，需求量增量空間仍很大。隨著環保治理范圍擴大、力度提升，控煤限煤政策使得新上煤電的可能性進一步降低，特別是我國粵港澳、長三角等地區的清潔低碳發展已進入新階段，價格承受能力也相對較高，氣電具有較大的發展空間。

氣電在配合可再生能源調峰、與新能源多能互補發展方面具有較大潛力。據預測，2035年，風電及太陽能發電裝機在我國電源結構中占比將達到44%～46%，2050年達到58%～60%[13]。高比例可再生能源客觀上增加了對靈活性電源的需求，在電池儲能實現大規模商業應用前，氣電是增量調峰電源的重要方式之一。天然氣與新能源融合發展的另一個重要場景是多能互補集成供能系統，面向終端用戶冷、熱、電、氣等多種用能需求，通過天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源和能源智能微網等方式，實現多能協同供應和能源綜合梯級利用。天然氣發電的靈活性優勢將有助于提升可再生能源發電裝置的利用率，從而降低整個供能系統的成本。2017年，國家批準了23個國家級多能互補集成優化示范工程，其中13個項目涉及天然氣。

氣源成本相對較低的地區，具有一定發展氣電的內生動力。我國西南、西北地區國產氣資源相對豐富，價格相對較低，東北地區作為中俄東線入境省份，價格相對其他省份更有優勢。川渝地區中長期存在電力供需缺口，西北、東北地區有大量可再生能源需要消納，這些地區既有需求，又有成本優勢，氣電發展潛力較大。

3.2.2 我國中長期氣電發展空間較大

筆者預計，在基準情景下，到2035年，中國氣電裝機容量將達到2.4×108kW，在電源結構中占比6%，發電用氣量將達到1 300×108m3。若政府進一步明確加快推動氣電發展、出臺更加嚴格的控制煤炭消費政策、在電價熱價等方面給予氣電更積極的支持政策，2035年天然氣發電的空間將進一步擴大至3×108kW，在電源結構中占比達到7.3%，發電用氣量將達到1 700×108m3。在積極的政策情景下，天然氣發電將成為中長期天然氣需求量增量最大的行業，支撐天然氣在我國一次能源消費結構占比升至約15%，實現國家規劃目標。

4 大力推動我國氣電產業發展的相關建議

天然氣發電對于我國改善大氣環境質量、積極履行《巴黎協定》、促進天然氣工業發展、提高我國制造業水平、提升電力系統靈活性促進可再生能源發展都具有積極意義，氣電的規模發展有助于提升我國清潔能源消費占比。我國天然氣供應保障能力已顯著增強，未來還會不斷提升，氣源對氣電發展的制約已基本化解，大力推動我國氣電產業發展已具備條件。但受經濟性等方面的制約，我國氣電發展仍存在著不確定性，為促進其發展，提出以下建議。

4.1 統一認識，在中長期電力規劃中明確“積極發展”氣電定位

首先，“十四五”電力發展規劃應明確“積極發展”氣電的總基調，從持續改善大氣質量、促進清潔燃料替代高污染燃料、提升電力系統調節能力、促進可再生能源消納、控制碳排放等方面，明確“積極發展”天然氣發電定位，明確我國中長期電源結構中，天然氣發電占比應較當前4.5%的水平有顯著提升。“十四五”期間盡量不上煤電機組。其次，國內天然氣行業正在迎來供應寬松局面，建議盡快取消所有對氣電的限制，給投資者以積極的信號。

4.2 建立產業上下游合作機制，共同促進行業發展

氣電產業涉及面廣，產業鏈相關企業應秉持共同做大氣電市場的共同目標，建立長期合作機制，增進彼此信任，共同促進產業可持續發展。供氣商與發電企業應探索建立供應穩定、價格合理（包括為天然氣調峰的氣價優惠）、長期可靠的供氣機制，保障電廠用氣需求及上下游企業的基本利益。隨著未來氣電為電網調峰的作用增強，對氣源供應穩定性、及時性的要求會更高，需要供氣商、管輸企業、發電企業建立更為穩健、靈活的供氣模式和商務模式，充分發揮氣電的調峰優勢。此外，設備供應商也應適當讓利，探索最優的機組運行方案，共同改善燃氣電廠的邊際效益，促進產業可持續健康發展。

4.3 制定反映氣電環保價值與調峰價值的電價和調度機制

當前我國多數地區的氣電上網電價尚不能有效促進氣電發展，為建立能夠反映氣電多元價值的電價、熱價機制，建議如下：①考慮對“十四五”新增煤電裝機加征排污費；②將氣電納入中央環保專項資金補貼范圍，給予國家層面的政策支持；③建立按清潔低碳程度進行電力調度的機制，清潔電力優先上網，保障氣電機組利用小時數，以攤薄氣電成本從而降低氣電上網電價；④結合我國電力體制改革，通過合理的輔助服務市場機制設計，促進靈活調節電源的投資建設。

4.4 推動大型 燃氣電廠直供天然氣

為避免省網、市網等中間環節層層加價，降低發電用氣價格，建議國家層面明確上游供氣企業對燃氣電廠和燃氣分布式能源進行直供的合法性和不可剝奪性，地方政府也應出臺相應文件給予支持和保護。燃氣電廠承擔著調峰供電、冬季供暖等責任，對用氣穩定性要求較高，實施直供也有利于上游企業及時掌握下游電廠用戶的用氣需求，確保穩定的電力和熱力供應。

4.5 加大科技創新力度，提升燃機國產化水平

要把燃機作為大國重器，把重型燃機制造作為提升我國裝備制造水平的重要載體，制定中長期發展規劃并加快實施。要通過加強技術指導和支持、加強組織銜接、爭取相關支持政策等，多措并舉推動示范項目落實。依托“十四五”燃氣調峰發電、燃氣熱電聯產等能源項目，在國內已有的產業基礎上，徹底突破發電用重型燃氣輪機關鍵技術，形成完整的重型燃氣輪機產業體系，有效支撐我國能源、航運等領域建設需求。